Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
25.11.2024 - 01:30
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

2/8-7

Eksport: PDF ikon PDF

  • Generell informasjon
    Generell informasjon
    Attributt Verdi
    Brønnbane navn
    Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    2/8-7
    Type
    Brønnbanetype. Lovlige verdier: EXPLORATION, DEVELOPMENT, OTHER (se 'Formål' for mer informasjon)
    EXPLORATION
    Formål
    Endelig klassifisering av brønnbanen.

    Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS.

    Lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner:
    OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION, INJECTION-CCS, OBSERVATION-CCS.

    Lovlig verdier for andre brønnbaner:
    SOIL DRILLING (boring ifm trase og andre grunnundersøkelser som gjøres for å undersøke grunnforholdene i forkant av plassering av innretninger),
    SHALLOW GAS (undersøke grunn gass før første boring på lokasjon),
    PILOT (undersøke geologi og væskekontakter for plassering av hovedbrønnbanen),
    SCIENTIFIC (bores ihhtLov om vitenskapelige undersøkelser),
    STRATIGRAPHIC (bores ihht Petroleumsloven §2-1).
    WILDCAT
    Status
    Status for brønnbanen. Lovlige verdier:

    BLOWOUT: Det har vært blowout i brønnen.
    CLOSED: Utvinningsbrønnbane som er stengt for produksjon/injeksjon i kortere eller lengre periode. Statusen er også brukt på ferdig borete brønnbaner, der månedlig produksjon/injeksjon ikke har blitt rapportert enda.
    DRILLING: Brønnen er i borefasen. Kan være i aktiv boring, logging, testing eller plugging.
    JUNKED: Boringen ble avsluttet pga tekniske problemer,
    P&A: For letebrønnbane: brønnbanen er plugget og forlatt, og kan ikke re-entres for videre bruk. For utvinningsbrønnbane: produksjon/injeksjon er avsluttet og brønnen er plugget. Brønnhodet er fjernet eller på annet vis gjort utilgjengelig for nye brønnoperasjoner.
    PLUGGED: Brønnbane som er plugget, men øvre deler av brønnbanen kan brukes til å bore nye sidesteg mot nye boremål.
    PRODUCING: Det ble produsert fra brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    INJECTING: Det ble injisert i brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    SUSPENDED: Brønnbane der boringen er midlertidig stoppet. Rettighetshaverne planlegger å fortsette boringen på et senere tidspunkt.
    WILL NEVER BE DRILLED: Brønnbane som er registrert med navn og WellID av Sokkeldirektoratet, men som av ulike årsaker ikke vil bli boret.
    P&A
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORTH SEA
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    2/8-7
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    LINE 72-18 SP.24
    Utvinningstillatelse
    Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).
    Boreoperatør
    Navn på rettighetshaver som på vegne av den aktive utvinningstillatelsen (ved brønnhodeposisjon) starter boreoperasjonen. Dette tilsvarer vanligvis operatørselskapet for den aktuelle utvinningstillatelsen.
    Amoco Norway Oil Company
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    134-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    33
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    23.07.1975
    Boreslutt
    Letebrønner fra flyttbare innretninger:
    For flytende innretninger - dato når ankerhåndteringen startet.For oppjekkbare innretninger - dato for oppstart av nedjekking.
    Letebrønner fra faste innretninger og alle utvinningsbrønner:
    Dato for når totalt dyp er nådd og siste foringsrør, casing eller screen er satt. Ved umiddelbar plugging av brønnbanen, tilsvarer boreslutt datoen siste plugg er satt.
    24.08.1975
    Frigitt dato
    Dato for når rådata som er innrapportert til myndighetene fra brønnen ikke lenger er undergitt taushetsplikt. Normalt ca 2 år etter boreslutt. Kan være tidligere hvis arealet for utvinningstillatelsen er tilbakelevert.
    24.08.1977
    Publiseringsdato
    Dato kvalitetskontroll av informasjon om brønnbanen ble ferdig, slik at den kan publiseres på internett som en 'Well Data Summary Sheet brønnbane', dvs. med mer informasjon tilgjengelig enn for andre brønnbaner.
    24.09.2004
    Opprinnelig formål
    Formålet med brønnbanen definert før borestart.Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS. Eksempler på lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner: OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION.
    WILDCAT
    Gjenåpnet
    Status om brønnbanen er gjenåpnet (YES) eller ikke (NO). Når en teller antall brønnbaner på norsk sokkel, teller en bare de som ikke er gjenåpnet (NO).
    NO
    Innhold
    For letebrønnbaner, funn status.

    Lovlige verdier: DRY, SHOWS (spor av hydrokarboner), GAS, GAS/CONDENSATE, OIL eller OIL/GAS.
    SHOWS (GAS SHOWS, OIL SHOWS eller OIL/GAS SHOWS) er oppdaget som fluorescerende kutt (organisk ekstrakt), lukt av petroleum, eller synlig belegg på borekaks eller borekjerner, eller som økte gassavlesninger i slamloggerens detekteringsutstyr.
    Lovlige verdier for WILDCAT-CCS og APPRAISAL-CCS: WATER

    For utvinningsbrønnbaner, type produsert eller injisert fluid.
    Lovlige verdier: WATER, CUTTINGS, NOT AVAILABLE, OIL, GAS/CONDENSATE, OIL/GAS, CO2, GAS, WATER/GAS, NOT APPLICABLE.
    OIL SHOWS
    Funnbrønnbane
    Indikator som forteller om brønnbanen påviste et nytt funn. Lovlige verdier: YES, NO. For brønnbaner der resultatet ikke er pressemeldt eller på annet vis avklart, blir «NO» benyttet.
    NO
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    33.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    68.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2868.0
    Totalt vertikalt dybde (TVD) [m RKB]
    Vertikalt dybde fra dypet ved slutten av brønnbanen til boredekket. Vises bare på brønner som er frigitt. Referert til som sant vertikalt dyp (TVD: TrueVerticalDepth).
    2868.0
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    113
    Eldste penetrerte alder
    Alder (iflg. Geologic Time Scale 2004 by F. M. Gradstein, et al. (2004)) til den eldste formasjonen det er blitt boret gjennom. Kan avvike fra alder ved TD for eksempel i avviksbrønner. Eksempler for lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EARLY PERMIAN, EARLY TRIASSIC, EOCENE.
    LATE PERMIAN
    Eldste penetrerte formasjon
    Navn på den eldste litostratigrafiske enheten som brønnbanen har penetrert. Vises bare på brønner som er frigitt. I de fleste brønnbaner er dette formasjonen eller gruppen påtruffet i bunnen av brønnbanen. Kan avvike fra formasjonen eller gruppen ved TD for eksempel i brønnbaner som er boret med høy avvik eller gjennom forkastninger. Eksempler på lovlige verdier: AMUNDSEN FM, BALDER FM, BASEMENT, BLODØKS FM, BRYNE FM, BURTON FM, COOK FM, DRAKE FM, DRAUPNE FM, EKOFISK FM, SHETLAND GP.
    ZECHSTEIN GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    56° 26' 49.8'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 36' 50.6'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6256157.92
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    537855.51
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    277

  • Brønnhistorie
    General
    Well 2/8-7 is located on the western side of the Piggvar Terrace towards the Feda Graben. The well was drilled to test the Late Cretaceous Limestone in the Trud structure. Structurally, the Trud anomaly is a high relief, salt induced, domal feature covering approximately 19 square kilometres. The structure was seen as highly faulted with a main fault trending north south, with the down-thrown side to the east. The displacement along this fault was estimated to approximately 150 m. No secondary objective was defined.
    Operations and results
    Wildcat well 2/8-7 was spudded with the jack-up installation Zapata Explorer on 23 July 1975 and drilled to a total depth of 2868 m in the Late Permian salt. The well was drilled without major problems. The well was drilled with seawater gel down to 375 m, and with a Lime/Drispac/seawater mud system from 375 m to TD. The mud weight was cut and LCM pills spotted at 2619 m to cure lost circulation problems.
    The Tertiary section consisted predominantly of claystone and shale. The Paleocene ash markerá (Balder Formation) was encountered at 2511 m and was found to be 12 m thick. The Shetland Group chalk section (Ekofisk, Tor, and Hod Formations) was encountered at 2596 m. The Chalk section had a vertical thickness of 223 m, which compares to roughly 451 m in 2/5-4, 458 m in 2/9-1 and 280 m in 2/8-2. Oil shows were recorded in limestone stringers below 1548 m. The target Late Crataceous section had 12 m of oil shows from top of the Danian chalk (Ekofisk Formation), the core from this section was boiling gas and bleeding oil from vugs and fractures. Schlumberger logs were run before the 9 5/8-inch casing was set and after total depth was reached. Coriband log analysis estimated a water saturation around 60% in the top Ekofisk section. A core was cut from 8538 to 8554 feet (ca 2602 m to 2607 m) with 50% recovery. No fluid samples were taken. The well was permanently abandoned on 24 August as a well with oil shows.
    Testing
    No drill stem test was performed

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    152.40
    2846.83

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    8538.0
    8546.0
    [ft ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    2.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    7420.0
    [ft]
    DC
    HRS
    7480.0
    [ft]
    DC
    HRS
    7540.0
    [ft]
    DC
    HRS
    7590.0
    [ft]
    DC
    HRS
    7620.0
    [ft]
    DC
    HRS
    7650.0
    [ft]
    DC
    HRS
    7720.0
    [ft]
    DC
    HRS
    7780.0
    [ft]
    DC
    HRS
    7860.0
    [ft]
    DC
    HRS
    7920.0
    [ft]
    DC
    HRS
    7980.0
    [ft]
    DC
    HRS
    8040.0
    [ft]
    DC
    HRS
    8100.0
    [ft]
    DC
    HRS
    8160.0
    [ft]
    DC
    HRS
    8210.0
    [ft]
    DC
    HRS
    8270.0
    [ft]
    DC
    HRS
    8330.0
    [ft]
    DC
    HRS
    8390.0
    [ft]
    DC
    HRS
    8410.0
    [ft]
    DC
    HRS
    8430.0
    [ft]
    DC
    HRS
    8450.0
    [ft]
    DC
    HRS
    8470.0
    [ft]
    DC
    HRS
    8490.0
    [ft]
    DC
    HRS
    8510.0
    [ft]
    DC
    HRS
    8530.0
    [ft]
    DC
    HRS
    8550.0
    [ft]
    DC
    HRS
    8600.0
    [ft]
    DC
    HRS

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    101
    1360
    2511
    2511
    2521
    2538
    2582
    2596
    2596
    2627
    2739
    2819
    2825

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.39

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.24

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    9.06

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL
    485
    1368
    DIP
    2579
    2867
    DLL MSFL SP GR CAL
    1295
    2565
    DLL MSFL SP GR CAL
    2575
    2867
    FDC CNL GR CAL
    1296
    2575
    FDC CNL GR CAL
    2575
    2867
    GR SONIC CAL
    1297
    2575
    GR SONIC CAL
    2575
    2867
    IES SP
    2575
    2867
    VELOCITY
    304
    2867

  • Foringsrør og formasjonsstyrketester
    Foringsrør og formasjonsstyrketester
    Type utforing
    Utforing diam.
    [tommer]
    Utforing dybde
    [m]
    Brønnbane diam.
    [tommer]
    Brønnbane dyp
    [m]
    LOT/FIT slam eqv.
    [g/cm3]
    Type formasjonstest
    CONDUCTOR
    30
    146.0
    36
    146.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    371.0
    26
    375.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1298.0
    17 1/2
    1303.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2576.0
    12 1/4
    2576.0
    0.00
    LOT
    OPEN HOLE
    2868.0
    8 1/2
    2868.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    374
    1.05
    65.0
    seawater
    653
    1.25
    45.0
    seawater
    1285
    1.28
    51.0
    seawater
    1323
    1.79
    65.0
    seawater
    2345
    1.80
    55.0
    seawater